Внедрение районной электрической сети

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Физика


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Курсовой проект

Внедрение районной электрической сети

Введение

Энергетика обеспечивает электроэнергией и теплом промышленные предприятия, сельское хозяйство, транспорт, коммунально-бытовые нужды городов, рабочих и сельских поселков.

Электрификация страны предусматривает сооружение электростанций, электрических сетей и установок для потребления электроэнергии.

Производство электроэнергии на тепловых, гидравлических и атомных электростанциях страны ежегодно возрастает.

Цель проекта — разработать вариант районной электрической сети. Оптимальный вариант проекта должен соответствовать наименьшим затратам при строительстве, монтаже электротехнических устройств, наибольшему удобству и надежности при эксплуатации обеспечивая надлежащее качество электроэнергии и минимум расходов.

1. Баланс мощности в проектируемой сети, расчет мощности компенсирующих устройств

Потребление активной мощности в проектируемой сети рассматривается для периода наибольших нагрузок.

Расчет баланса реактивной мощности проектируемой районной сети преследует цель определения мощности и мест установки компенсирующих устройств.

При выборе компенсирующих устройств, устанавливаемых в распределительных сетях приемных пунктов, исходными являются следующие данные:

— расчетные активные и реактивные нагрузки потребителей 6−10 кВ в часы наибольшей (Pмакс, Qмакс) и наименьшей (Pмакс, Qмин) адекватной нагрузки энергосистемы;

— Pмакс соответствует величине указанной в задании (Pмакс =Pн);

— Qэмакс, Qэмин — заданные энергосистемой входные величины реактивной мощности.

Пункт а.

Paмакс=20 МВт

Paмин=20·0. 67=13.4 МВт

tg цa=0. 51

tg цэ=0.3 — оптимальный тангенс угла, соответствующий установленным приемному пункту условиям получения от энергосистемы мощности Pмакс и Qмакс

Qaмакс=Paмакс ·tg цa=20·0. 51=10. 25 МВар

Qaмин=Qaмакс ·0. 67=6. 87 МВар

Qэмакс и Qэмин определяются по максимальным и минимальным активным нагрузкам:

Qэмакса=Paмакс ·tg цэ=20·0. 3=6 МВар

Qэмина=Paмин ·tg цэ=13. 4·0. 3=4. 02 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

Qкумаксa=1. 15·Qамакс-Qэмакса=1. 15·10. 25−6=5. 27 МВар

Qкуминa=Qамин-Qэмина=6. 87−4. 02=2. 85 МВар

1 компенсирующее устройство мощностью 5.3 МВар

Q'кумакса=5.3 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S'a=Paмакс+j (Qамакс-Q'кумакса)=20+j (10. 25−5. 3)=20+j4. 95 МВА

Пункт б.

Pбмакс=18 МВт

Pбмин=18·0. 67=12. 06 МВт

tg цб=0. 57

tg цэ=0. 3

Qбмакс=Pбмакс ·tg цб=18·0. 57=10.2 МВар

Qбмин=Qбмакс ·0. 67=10. 2·0. 67=6. 83 МВар

Qэмаксб=Pбмакс ·tg цэ=18·0. 3=5.4 МВар

Qэминб=Pбмин ·tg цэ=12. 6·0. 3=3. 62 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

Qкумаксб=1. 15·Qбмакс-Qэмаксб=1. 15·10. 2−5. 4=5. 82 МВар

Qкуминб=Qбмин-Qэминб=6. 83−3. 62=3. 22 МВар

1 компенсирующее устройство мощностью 5.3 МВар

Q'кумаксб=5. 82 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S'б=Pбмакс+j (Qбмакс-Qкумаксб)=18+j (10. 2−5. 82)=18+j4. 38 МВА

Пункт в.

Pвмакс=37 МВт

Pвмин=37·0. 67=24. 79 МВт

tg цв=0. 78

tg цэ=0. 3

Qвмакс=Pвмакс ·tg цв=37·0. 78=28. 72 МВар

Qвмин=Qвмакс ·0. 67=28. 72·0. 67=19. 24 МВар

Qэмаксв=Pвмакс ·tg цэ=37·0. 3=11.1 МВар

Qэминв=Pвмин ·tg цэ=24. 79·0. 3=7. 44 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

Qкумаксв=1. 15·Qвмакс-Qэмаксв=1. 15·28. 72−11. 1=20. 49 МВар

Qкуминв=Qвмин-Qэминв=19. 24−7. 44=11.8 МВар

2 компенсирующих устройства мощностью 10.6 МВар

Q'кумаксв=21.2 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S'в=Pвмакс+j (Qвмакс-Q'кумаксв)=37+j (28. 72−21. 2)=37+j7. 52 МВА

Пункт г.

Pгмакс=20 МВт

Pгмин=20·0. 67=13.4 МВт

tg цг=0. 49

tg цэ=0. 3

Qгмакс=Pгмакс ·tg цг=20·0. 49=9. 69 МВар

Qгмин=Qгмакс ·0. 67=9. 69·0. 67=6. 49 МВар

Qэмаксг=Pгмакс ·tg цэ=20·0. 3=6 МВар

Qэминг=Pгмин ·tg цэ=13. 4·0. 3=4. 02 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

Qкумаксг=1. 15·Qгмакс-Qэмаксг=1. 15·9. 69−6=4. 66 МВар

Qкуминг=Qгмин-Qэминг=6. 49−4. 02=2. 47 МВар

1 компенсирующее устройство мощностью 5.3 МВар

Q'кумаксг=5.3 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S'г=Pгмакс+j (Qгмакс-Q'кумаксг)=20+j (9. 69−5. 3)=20+j4. 39 МВА

Пункт е.

Pемакс=26 МВт

Pемин=26·0. 67=17. 42 МВт

tg це=0. 62

tg цэ=0. 3

Qемакс=Pемакс ·tg це=26·0. 62=16. 11 МВар

Qемин=Qемакс ·0. 67=16. 11·0. 67=10. 41 МВар

Qэмаксе=Pемакс ·tg цэ=26·0. 3=7.8 МВар

Qэмине=Pемин ·tg цэ=17. 42·0. 3=5. 23 МВар

Необходимая мощность компенсирующих устройств приемного пункта с учетом резерва:

Qкумаксе=1. 15·Qемакс-Qэмаксе=1. 15·16. 1−7. 8=9. 92 МВар

Qкумине=Qемин-Qэмине=10. 8−5. 23=5. 57 МВар

1 компенсирующее устройство мощностью 10.6 МВар

Q'кумаксе=10.6 МВар

Расчетная полная мощность для приемного пункта:

S'е=Pемакс+j (Qемакс-Q'кумаксе)=26+j (16. 11−10. 6)=26+j5. 51 МВА

2. Совместный выбор схемы, номинального напряжения, номинальных параметров линии и трансформаторов проектируемой сети

Составляем 6 вариантов цепи

Требования:

1) Передача электроэнергии от источника питания сети до приемных подстанций должна осуществляться по возможно кратчайшему пути;

2) На приемных подстанциях применяются упрощенные схемы ОРУ;

3) Электроснабжение пунктов, в которых есть потребители I категории должно осуществляться не менее, чем по 2-м линиям;

4) Выключатели устанавливаются только в начале линии у источника питания;

5) Длина трассы линии увеличивается на 5−10% за счет неровностей рельефа, и обхода естественных и искусственных препятствий, по ходу линии. Она определяется: lт=lсм·m·1. 05,

где lсм — длина трассы линии на плане в см, m — масштаб линии суммарная длина трассы, линии:

lT?=?lTi

lT?=?lTi(1) +2·?lTi(2)

Вариант 1

lУT=39. 9·9·1. 05=377. 055 км

lУл=16. 4·9·1. 05+2·23. 5·9·1. 05=599. 13 км

Вариант 2

lУT=35. 5·9·1. 05=335. 475 км

lУл=12·9·1. 05+2·23. 5·9·1. 05=557. 55 км

Вариант 3

lУT=32·9·1. 05=302.4 км

lУл=12·9·1. 05+2·20·9·1. 05=491.4 км

Вариант 4

lУT=27. 5·9·1. 05=259. 875 км

lУл=7·9·1. 05+2·20. 5·9·1. 05=453.6 км

Вариант 5

lУT=31. 3·9·1. 05=295. 785 км

lУл= 7. 3·9·1. 05+2·24·9·1. 05=522. 585 км

Вариант 6

lУT= 28·9·1. 05=264.6 км

lУл= 4·9·1. 05+2·24·9·1. 05=491.4 км

Таблица 1. Данные о составе оборудования по вариантам

Вариант

1

2

3

4

5

6

lТ?

377. 055

335. 475

302. 4

259. 875

295. 785

264. 6

lл?

599. 13

557. 55

491. 4

453. 6

522. 585

491. 4

8

7

5

4

4

4

По минимуму расхода оборудования для дальнейшего рассмотрения остаются варианты 4 и 6.

Для каждого из оставшихся вариантов определяется потокораспределение мощностей по линиям.

Для выяснения какому из номинальных напряжений (35, 110, 220 кВ) соответствуют варианты схемы сети проводим пробный расчет сечений проводов линии, причем наиболее загруженнцю линию при напряжении 35 кВ, а наименее загруженную при — 220 кВ.

,

где Sj — полная мощность, протекающая по одной линии в данном направлении или по одной цепи двухцепной линии. Uн — номинальное напряжение сети; jэк — экономическая плотность тока. jэк=1 А/мм2 (справочная литература)

Вариант 4

— Самая загруженная линия Д_г

мм2

мм2

— Наименее загруженная линия 1_а

мм2

мм2

— Все сечения линии выбираются на напряжение 110 кВ

мм2 АС-300

мм2 АС-120

мм2 АС-120

мм2 АС-150

мм2 АС-70

мм2 АС-70

По данным расчетов составляем таблицу, где записываем выбранные стандартные сечения, сопротивления, активное и реактивное.

Таблица 2

АС, мм2

r0, Ом/км

x0, Ом/км

l, км

r, Ом

х, Ом

Д_г1

185

0,170

0,409

48,195

8,19

19,71

Д_г2

300

0,108

0,372

48,195

5,2

17,93

г_в1

120

0,270

0,423

38,745

10,46

16,39

г_в2

120

0,270

0,423

38,745

10,46

16,39

г_б

120

0,270

0,423

68,985

18,63

29,18

Д11

150

0,210

0,416

56,7

11,9

23,59

Д12

150

0,210

0,416

56,7

11,9

23,59

1_е1

70

0,460

0,440

18,9

8,69

8,32

1_е2

70

0,460

0,440

18,9

8,69

8,32

1_а1

70

0,460

0,440

37,8

17,39

16,63

1_а2

70

0,460

0,440

37,8

17,39

16,63

Вариант 6

— Самая загруженная линия Д1

мм2

мм2

— Наименее загруженные линии 1_а и 2_а

мм2

мм2

— Все сечения линии выбираются на напряжение 110 кВ

мм2 АС-185

мм2 АС-120

мм2 АС-240

мм2 АС-70

мм2 АС-185

мм2 АС-70

мм2 АС-70

мм2 АС-120

По данным расчетов составляем таблицу, где записываем выбранные стандартные сечения, сопротивления, активное и реактивное.

Таблица 3

АС, мм2

r0, Ом/км

x0, Ом/км

l, км

r, Ом

х, Ом

Д_г1

185

0,170

0,409

48,195

8,19

19,71

Д_г2

185

0,170

0,409

48,195

8,19

19,71

г_в1

120

0,270

0,423

29,295

7,9

12,39

г_в2

120

0,270

0,423

29,295

7,9

12,39

Д11

150

0,210

0,416

46,305

9,72

19,26

Д12

240

0,130

0,390

46,305

6,02

18,06

1_е1

70

0,460

0,440

58,59

26,95

25,78

1_е2

70

0,460

0,440

58,59

26,95

25,78

12

185

0,170

0,409

18,9

3,21

7,73

2_а

70

0,460

0,440

21,74

10

9,56

1_а

70

0,460

0,440

40,64

18,69

17,88

2_б

120

0,270

0,423

41. 58

11,23

17,59

Сравнение вариантов по потерям напряжения.

Потери напряжения в j-ой линии

,

где lj-длина линии; Pj, Qj — активная и реактивная мощности, протекающие по линии; к0j, x0j — погонное активное и реактивное сопротивление линии.

Лучшими считаются варианты, у которых меньше потери напряжения от источника питания до наиболее удаленного приемного пункта.

Нормальный режим

15% от 110 кВ = 16.5 кВ.

Вариант 4

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

кВ

Потери напряжения до пункта б: += 7,3%. Следовательно вариант пригоден для дальнейшего рассмотрения.

Вариант 6

Варианты 4 и 6 пригодны для дальнейшего рассмотрения.

Послеаварийный режим

20% от 110 кВ=22 кВ

Вариант 4

Потери напряжения до пункта б: += 10,8%. Следовательно вариант пригоден для дальнейшего рассмотрения.

Вариант 6

Потери напряжения до пункта б: ++= 11,6%. Варианты 4 и 6 пригодны для дальнейшего рассмотрения.

Проверка вариантов схем по допустимому нагреву Iдоп

Вариант 4

Наиболее загруженный участок

Д-г, АС — 300 Iдоп=690 А

< Iдоп

Наименее загруженный участок

1-а, АС-70 Iдоп=265 А

< Iдоп

Вариант 6

Наиболее загруженный участок

В-2, АС — 240 Iдоп=605 А

< Iдоп

Наименее загруженный участок

2-б, АС-70 Iдоп=265 А

< Iдоп

По допустимому нагреву Iдоп варианты соответствуют нормам.

Выбор трансформаторов с учетом 40% - ной перегрузки.

SТi=

SТа==14. 72 МВт ТДН — 16 000/110

SТб==13. 23 МВт ТДН — 16 000/110

SТв==26. 97 МВт ТРДН — 32 000/110

SТг==14. 63 МВт ТДН — 16 000/110

SТе==18. 99 МВт ТРДН — 25 000/110

Расчет приведенных затрат.

Количество выключателей на стороне низкого напряжения подстанции:

nв=nвф+nвс+nвр+ nвку+nвв,

где: nвф — число фидерных выключателей; nвс — число секционных выключателей; nвр — число резервных выключателей; nвку — число выключателей для подключения компенсирующих устройств. nвв — число вводных выключателей.

П/ст а:

nвф= nвс=1 nвр=2 nвку=1 nвв=2 nв=13

П/ст б:

nвф= nвс=1 nвр=2 nвку=1 nвв=2 nв=13

П/ст в:

nвф= nвс=2 nвр=4 nвку=2 nвв=4 nв=25

П/ст г:

nвф= nвс=1 nвр=2 nвку=1 nвв=2 nв=13

П/ст е:

nвф= nвс=2 nвр=4 nвку=1 nвв=4 nв=20

n=84

Вариант 4

Кл=?Колi•li,

где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двухцепной линии; li — длина трассы одноцепной или двухцепной линии, в км.

Кл=9. 9•48. 195+11. 3•48. 195+16. 7•38. 745+9. 9•68. 985+

+17. 3•56. 7+16•(37. 8+18. 9)= 4240 тыс. руб.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

Кт=?Ктi•ni,=2•(88+88+108+88+100) = 944 тыс. руб. ,

где Ктi — расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности; ni — количество трансформаторов этой мощности.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств подстанций приемных пунктов:

Кору=?Коруi•ni=24+24+24+19+34 = 125 тыс. руб. ,

где Коруi — расчетная стоимость ОРУ подстанций данной схемы; ni — количесво ОРУ этой схемы.

Расчетная стоимость закрытых распределительных устроиств:

Кзрувно•(nф?+nс?+nвв?+nр?+nку?)=2. 5·(43+7+14+6+14) =210тыс. руб,

где Квно — расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nс?, nвв?, nр?, nку? — количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

Кку=?Ккуоi•ni=57+57+157+57+79 = 407 тыс. руб. ,

где Ккуоi — расчетная стоимость конденсатроной установки данной мощности; ni — количесво конденсатроных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

Кввво•mвв?=32•4 = 128 тыс. руб. ,

где Квво — расчетная стоимость высоковольтного выключателя 110 кВ; mвв? — количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты:

Кпостпостi•ni=130•5 = 650 тыс. руб. ,

где Кпостi — расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают затраты на здания, дороги, ограждения и прочее. n — число подстанций в проектируемой сети.

Капиталовложения в подстанции:

Кпторузрукувпост=944+125+210+407+128+650=

=2464 тыс. руб.

Капиталовложения в электрическую сеть:

К?лп=4240+2464 = 6704 тыс. руб.

Cуммарные годовые эксплуатационные издержки:

Потери электроэнергии в линии:

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

кВт·ч

Годовые эксплуатационные издержки:

тыс. руб

где аал=1,7 — процент отчислений от капиталовложений на амортизацию; аол=0,4 — процент отчислений от капиталовложений на обслуживание; арл=1,1 — процент отчислений от капиталовложений на ремонт подстанций; в = 1 коп. •кВт — стоимость одного кВт•ч потерянной электроэнергии.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

МВт·ч

МВт·ч

МВт·ч

МВт·ч

МВт·ч

МВт·ч

Годовые эксплуатационные издержки подстанций:

тыс. руб. ,

где аап=3,3 — процент отчислений от капиталовложений на амортизацию; аол=3 — процент отчислений от капиталовложений на обслуживание; арл=3 — процент отчислений от капиталовложений на ремонт п/ст;

Суммарные эксплуатационные издержки:

И?лп=135,83+264,69=400,52 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=у0•Рнб•Тнб•h=0,63•10-3•121•5200•8,676•10-6=0,0034 тыс. руб.

где Pнб=121 000 кВт — наибольшая нагрузка отключенных потребителей; Тнб =5200 ч — число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; у0=0,63 руб. /кВт•ч удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей; h= - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.

Приведенные затраты:

З=Pн·К??+У=0,2•6704+400,52+0,0034=1741,3 тыс. руб.

где Рн=0,2 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

Вариант 6

Кл=?Колi•li,

где Колi — расчетная стоимость одного километра одноцепной или двухцепной линии; li — длина трассы одноцепной или двухцепной линии, в км.

Кл=18. 2•48. 195+16. 7•38. 745+10. 3•46. 305+11. 3•46. 305+

+16•58. 59+9. 4•(40. 635+21. 735+41. 58)+10. 7•18.9 = 4641. 1785 тыс. руб.

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов всех подстанций района:

Кт=?Ктi•ni,=2•(88+88+108+88+100) = 944 тыс. руб. ,

где Ктi — расчетная стоимость одного трансформатора данной мощности; ni — количество трансформаторов этой мощности.

Суммарная расчетная стоимость открытых распределительных устройств подстанций приемных пунктов:

Кору=?Коруi•ni=24+24+24+19+34 = 125 тыс. руб. ,

где Коруi — расчетная стоимость ОРУ подстанций данной схемы; ni — количесво ОРУ этой схемы.

Расчетная стоимость закрытых распределительных устроиств:

Кзрувно•(nф?+nс?+nвв?+nр?+nку?)=2. 5·(43+7+14+6+14) = 210 тыс. руб,

где Квно — расчетная стоимость ячейки с выключателем; nф?, nс?, nвв?, nр?, nку? — количество фидерных, секционных, вводных, резервных, установок КУ выключателей в ЗРУ 10 кВ приемных подстанций.

Расчетная стоимость конденсаторных установок:

Кку=?Ккуоi•ni=57+57+157+57+79 = 407 тыс. руб. ,

где Ккуоi — расчетная стоимость конденсатроной установки данной мощности; ni — количесво конденсатроных установок этой мощности.

Расчетная стоимость высоковольтных выключателей:

Кввво•mвв?=32•4 = 128 тыс. руб. ,

где Квво — расчетная стоимость высоковольтного выключателя 110 кВ; mвв? — количество высоковольтных выключателей в схеме.

Постоянные затраты:

Кпостпостi•ni=130•5 = 650 тыс. руб. ,

где Кпостi — расчетные постоянные затраты на одну подстанцию, которые учитывают затраты на здания, дороги, ограждения и прочее. n — число подстанций в проектируемой сети.

Капиталовложения в подстанции:

Кпторузрукувпост=944+125+210+407+128+650=

=2464 тыс. руб.

Капиталовложения в электрическую сеть:

К?лп=4641+2464 = 7105 тыс. руб.

Суммарные годовые эксплуатационные издержки:

Потери электроэнергии в линии:

2085,28 кВт·ч

1119,36 кВт·ч

3205,2 кВт·ч

1429,09 кВт·ч

595,57 кВт·ч

801,65 кВт·ч

318,56 кВт·ч

1970,88 кВт·ч

17 783,7 кВт·ч

Годовые эксплуатационные издержки:

тыс. руб

где аал=1,7 — процент отчислений от капиталовложений на амортизацию; аол=0,4 — процент отчислений от капиталовложений на обслуживание; арл=1,1 — процент отчислений от капиталовложений на ремонт подстанций; в = 1 коп. •кВт — стоимость одного кВт•ч потерянной электроэнергии.

Потери электроэнергии в трансформаторах:

4702,574 МВт·ч

Годовые эксплуатационные издержки подстанций:

тыс. руб. ,

где аап=3,3 — процент отчислений от капиталовложений на амортизацию; аол=3 — процент отчислений от капиталовложений на обслуживание; арл=3 — процент отчислений от капиталовложений на ремонт подстанций; Суммарные эксплуатационные издержки:

И?лп=148,7+276,177=424,87 тыс. руб.

Ущерб от перерыва электроснабжения:

У=у0•Рнб•Тнб•h=0,63•10-3•121•5200•8,676•10-6=0,0034 тыс. руб.

где Pнб=121 000 кВт — наибольшая нагрузка отключенных потребителей; Тнб =5200 ч — число часов использования наибольшей нагрузки отключенных потребителей; у0=0,63 руб. /кВт•ч удельный ущерб, имеющий место из-за отключения потребителей;

h= - ожидаемая вероятность перерыва электроснабжения.

Приведенные затраты:

З=Pн·К??+У=0,2•7105,18+424,87+0,0034=1845,9 тыс. руб.

где Рн=0,2 — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений;

Так как приведенные затраты 4-го варианта меньше приведенных затрат 6-го варианта, то выбираем 4-й вариант для дальнейшего рассмотрения.

3. Расчет основных режимов работы проектируемой сети

Главной целью расчетов режимов является определение их параметров, которые характеризуют условия работы оборудования электрических сетей и потребителей. Результаты расчетов режимов сетей служат основой для оценки качества электроэнергии у потребителей, допустимости этих режимов в отношении работы оборудования сети, а также определения наиболее выгодных условий электроснабжения потребителей.

Расчет нормального режима наибольших нагрузок

В этом режиме должны быть включенными все линии и трансформаторы подстанции: кВ

Реактивная мощность генерируемая линией:

0,914 МВар

0,682 МВар

1,214 МВар

1,016 МВар

0,638 МВар

0,319 МВар

Потери мощности в трансформаторе при холостом ходе:

?STxx=?PTxx+j?QTxx

?SТхха=21+j136 кВА

?SТххб=21+j136 кВА

?SТххв=35+j240 кВА

?SТххг=21+j136 кВА

?SТххе=29+j200 кВА

Потери реактивной мощности в трансформаторе:

2,92 МВар

1,398 МВар

4,917 МВар

2,887 МВар

3,167 МВар

Потери активной мощности в трансформаторе:

0,162 МВт

0,099 МВт

0,237 МВт

0,16 МВт

0,165 МВт

Мощность на входе I-той подстанции:

20,16 +j7,87

18,1 +j5,78

37,24 +j12,43

20,16 +j7,27

26,16 +j8,68

Мощность на выходе линий:

47,59 + j12,17

18,62 + j5,53

18,1 + j4,56

23,44 + j5,6

10,08 + j3,29

13,08 + j4,02

Потери мощности в этих линиях:

;

лД_г = 0. 96 МВт

лг_в = 0.3 МВт

лг_б = 0. 496 МВт

лД1 = 0. 528 МВт

л1_а = 0. 149 МВт

л1_е = 0. 124 МВт

;

?QлД_г = 3. 306 МВар

?Qлг_в = 0. 472 МВар

?Qлг_б = 0. 777 МВар

?QлД1 = 1. 047 МВар

?Qл1_а = 0. 143 МВар

?Qл1_е = 0. 119 МВар

Мощность на входе рассмотренных выше линий:

S'лД_г = 48,55 + j14,56 МВА

S'лг_в = 18,92 + j5,32 МВА

S'лг_б = 18,59 + j4,12 МВА

S'лД1 = 23,96 + j5,63 МВА

S'л1_а = 10,23 + j2,8 МВА

S'л1_е = 13,2 + j3,82 МВА

Потери напряжения на головных линиях:

4,49 кВ

2,49 кВ

4,08 кВ

3,65 кВ

1,96 кВ

1,28 кВ

Напряжение в конце линий:

109,9 кВ

111,9 кВ

110,32 кВ

110,74 кВ

112,44 кВ

113,12 кВ

Расчет нормального режима наименьших нагрузок

В этом режиме должны быть нагрузки соответствующие летнему режиму работы: кВ

Реактивная мощность генерируемая линией:

0,897 МВар

0,669 МВар

1,19 МВар

0,997 МВар

0,626 МВар

0,313 МВар

Потери мощности в трансформаторе при холостом ходе:

?STxx=?PTxx+j?QTxx

?SТхха=21+j136 кВА

?SТххб=21+j136 кВА

?SТххв=35+j240 кВА

?SТххг=21+j136 кВА

?SТххе=29+j200 кВА

Потери реактивной мощности в трансформаторе:

1,42 МВар

0,792 МВар

2,438 МВар

1,42 МВар

1,59 МВар

Потери активной мощности в трансформаторе:

0,086 МВт

0,068 МВт

0,13 МВт

0,086 МВт

0,092 МВт

Мощность на входе I-той подстанции:

13,49 + j5,44

12,13 + j4,41

24,92 + j9,87

13,49 + j5,44

17,51 + j6,82

Мощность на выходе линий:

31,7 + j8,03

12,46 + j4,27

12,13 + j3,22

15,63 + j3,37

6,74 + j2,09

8,76 + j3,09

Потери мощности в этих линиях:

;

лД_г = 0. 43 МВт

лг_в = 0. 14 МВт

лг_б = 0. 23 МВт

лД1 = 0. 24 МВт

л1_а = 0. 07 МВт

л1_е = 0. 06 МВт

;

?QлД_г = 1. 49 МВар

?Qлг_в = 0. 22 МВар

?Qлг_б = 0. 358 МВар

?QлД1 = 0. 47 МВар

?Qл1_а = 0. 065 МВар

?Qл1_е = 0. 056 МВар

Мощность на входе рассмотренных выше линий:

S'лД_г = 32,13 + j8,63 МВА

S'лг_в = 12,6 + j3,82 МВА

S'лг_б = 12,36 + j2,38 МВА

S'лД1 = 15,86 + j2,84 МВА

S'л1_а = 6,81 + j1,53 МВА

S'л1_е = 8,81 + j2,84 МВА

Потери напряжения на головных линиях:

2,84 кВ

1,71 кВ

2,65 кВ

2,26 кВ

1,27 кВ

0,88 кВ

Напряжение в конце линий:

110,46 кВ

111,58 кВ

110,65 кВ

111,04 кВ

112,03 кВ

112,42 кВ

Расчет послеаварийного режима

В этом режиме отключаем по одной линии в двухцепных линиях, не содержащих соединений с другими линиями: кВ

Реактивная мощность генерируемая линией:

0,845 МВар

0,63 МВар

1,12 МВар

0,94 МВар

0,59 МВар

0,3 МВар

Потери мощности в трансформаторе при холостом ходе:

?STxx=?PTxx+j?QTxx

?SТхха=21+j136 кВА

?SТххб=21+j136 кВА

?SТххв=35+j240 кВА

?SТххг=21+j136 кВА

?SТххе=29+j200 кВА

Потери реактивной мощности в трансформаторе:

2,92 МВар

1,4 МВар

4,92 МВар

2,89 МВар

3,16 МВар

Потери активной мощности в трансформаторе:

0,162 МВт

0,099 МВт

0,24 МВт

0,16 МВт

0,165 МВт

Мощность на входе I-той подстанции:

20,16 + j7,87

18,1 + j5,78

37,24 + j12,43

20,16 + j7,27

26,16 + j8,68

Мощность на выходе линий:

77,35 + j24,04

37,24 + j11,8

18,1 + j4,66

47,53 + j14,99

20,16 + j7,27

26,16 + j8,38

Потери мощности в этих линиях:

;

лД_г = 2. 82 МВт

лг_в = 1. 32 МВт

лг_б = 0. 54 МВт

лД1 = 2. 44 МВт

л1_а = 0. 66 МВт

л1_е = 0. 54 МВт

;

?QлД_г = 9. 72 МВар

?Qлг_в = 2. 07 МВар

?Qлг_б = 0. 84 МВар

?QлД1 = 4. 84 МВар

?Qл1_а = 0. 63 МВар

?Qл1_е = 0. 52 МВар

Мощность на входе рассмотренных выше линий:

S'лД_г = 80,17 + j32,92 МВА

S'лг_в = 38,56 + j13,24 МВА

S'лг_б = 18,64 + j4,37 МВА

S'лД1 = 49,97 + j18,89 МВА

S'л1_а = 20,82 + j7,32 МВА

S'л1_е = 26,71 + j8,61 МВА

Потери напряжения на головных линиях:

9,16 кВ

5,64 кВ

4,32 кВ

9,46 кВ

4,4 кВ

2,76 кВ

Напряжение в конце линий:

100,84 кВ

104,36 кВ

105,68 кВ

100,54 кВ

105,6 кВ

107,24 кВ

4. Регулирование напряжения

Регулирование напряжения производится на электростанциях и на понижающих подстанциях. Придел регулирования напряжения задается в диапазоне от максимума в зависимости от изменения нагрузки на шинах электростанции или понижающей подстанции.

Регулирование напряжения на приемных подстанциях ведется по закону встречного регулирования напряжения. После определения напряжения на шинах высшего напряжения трансформаторов приемных пунктов необходимо осуществить регулирование напряжения.

В данной главе проводится расчет действительного напряжения во вторичной цепи трансформатора и ступени регулирования.

Режим наибольших нагрузок:

Потери напряжения в трансформаторе:

6,845 кВ

2,63 кВ

0,62 кВ

6,53 кВ

4,87 кВ

Вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:

105,59 кВ

107,69 кВ

111,28 кВ

103,37 кВ

108,24 кВ

Расчетное напряжение ответвление трансформатора:

Uнн=11 кВ Uжн=10.5 кВ

110,62 кВ

112,82 кВ

116,58 кВ

108,29 кВ

113,4 кВ

Шкала величин напряжений соответствующих напряжениям ответвления трансформатора

+9

+1,78%

+1. 958

=127. 622

+8

+1,78%

+1. 958

=125. 664

+7

+1,78%

+1. 958

=123. 706

+6

+1,78%

+1. 958

=121. 748

+5

+1,78%

+1. 958

=119. 790

+4

+1,78%

+1. 958

=117. 832

+3

+1,78%

+1. 958

=115. 874

+2

+1,78%

+1. 958

=113. 916

+1

+1,78%

+1. 958

=111. 958

0

0%

0

=110

-1

-1,78%

-1. 958

=108. 042

-2

-1,78%

-1. 958

=106. 084

-3

-1,78%

-1. 958

=104. 126

-4

-1,78%

-1. 958

=102. 168

-5

-1,78%

-1. 958

=100. 210

-6

-1,78%

-1. 958

=98. 252

-7

-1,78%

-1. 958

=96. 294

-8

-1,78%

-1. 958

=94. 336

-9

-1,78%

-1. 958

=92. 378

110 кВ (0)

111,958 кВ (+1)

115,874 кВ (+3)

108,042 кВ (-1)

113,916 кВ (+2)

Действительное значение вторичного напряжения подстанции:

U?на=11. 244 кВ

U?нб=10. 839 кВ

Uв=10. 623 кВ

Uг=11. 190 кВ

U?не=10. 923 кВ

Режим наименьших нагрузок

Потери напряжения в трансформаторе:

4,73 кВ

1,966 кВ

0,42 кВ

4,8 кВ

3,78 кВ

Вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:

107,297 кВ

108,688 кВ

111,166 кВ

105,66 кВ

108,63 кВ

Расчетное напряжение ответвление трансформатора:

Uнн=11 кВ Uжн=10.5 кВ

112,4 кВ

113,86 кВ

116,46 кВ

110,69 кВ

113,8 кВ

111,958 кВ (+1)

113,916 кВ (+2)

115,874 кВ (+3)

110 кВ (0)

113,916 кВ (+2)

Действительное значение вторичного напряжения подстанции:

U?на=11. 007 кВ

U?нб=10. 685 кВ

U?нг=10. 593 кВ

U?нд=11. 046 кВ

U?не=10. 855 кВ

Послеаварийный режим

Потери напряжения в трансформаторе:

7,288 кВ

2,74 кВ

0,667 кВ

7,122 кВ

5,144 кВ

Вторичное напряжение трансформатора, приведенное к первичной обмотке трансформатора:

98,313 кВ

102,94 кВ

103,69 кВ

93,72 кВ

102,09 кВ

Расчетное напряжение ответвление трансформатора:

Uнн=11 кВ Uжн=10.5 кВ

102,99 кВ

107,84 кВ

108,63 кВ

98,18 кВ

106,95 кВ

102,168 кВ (-4)

108,042 кВ (-1)

108,042 кВ (-1)

98,252 кВ (-6)

106,084 кВ (-2)

Действительное значение вторичного напряжения подстанции:

U?на=11. 369 кВ

U?нб=10. 759 кВ

U?нг=10. 625 кВ

U?нд=11. 289 кВ

U?не=11. 119 кВ

5. Технико-экономические показатели сети

Этот пункт представляет собой расчет, показывающий ее техническую целесообразность и экономическую выгодность, а также расход денежных средств.

руб/кВт•ч

Удельное капиталовложение в электрическую сеть:

Потери энергии:

Суммарные капиталовложения следует определять с учетом стоимости электрооборудования всей спроектированной сети от шин высшего напряжения источника питания сети до шин низшего напряжения подстанций района включительно.

Для одной и более крупной подстанции спроектированной сети необходимо предусмотреть сооружение щита районного диспетчерского управления, мастерской, гаража и других вспомогательных сооружений.

Суммарные эксплуатационные расходы определяются с учетом указанного выше оборудования и стоимости потерь электроэнергии в сети от шин источника питания до низшего напряжения понижающих подстанций.

6. Защита линий электропередач от вибрации проводов

Вибрация проводов.

При обтекании проводов потоком воздуха, направленным поперек оси линии или под некоторым углом к этой оси, с подветренной стороны провода возникают завихрения. Периодически происходят отрывы ветра от провода и образование вихрей противоположного направления.

Отрыв вихря в нижней части вызывает появление кругового потока с подветренной стороны, причем скорость потока v в точке, А становится больше, чем в точке В. В результате появляется вертикальная составляющая давления ветра. При совпадении частоты образования вихрей с одной из частот собственных колебании натянутого провода последний начинает колебаться в вертикальной плоскости. При этом одни точки больше всего отклоняются от положения равновесия, образуя пучность волны, а другие — остаются на месте, образуя так называемые узлы. В узлах происходят только угловые перемещения провода. Такие колебания провода с амплитудой, не превышающей 0,005 длины полуволны или двух диаметров провода, называются вибрацией.

Рисунок 1 — Образование вихря за проводом

Вибрация проводов возникает при скоростях ветра 0,6−0,8 м/с; при увеличении скорости ветра увеличиваются частота вибрации и число волн в пролете, при скорости ветра свыше 5−8 м/с амплитуды вибрации настолько малы, что не опасны для провода.

Опыт эксплуатации показывает, что вибрация проводов наблюдается чаще всего на линиях, проходящих по открытой и ровной местности. На участках линий в лесной и пересеченной местности продолжительность и интенсивность вибраций значительно меньше. Вибрация проводов наблюдается, как правило, в пролетах длиной более 120 м и усиливается с увеличением пролетов. Особенно опасна вибрация на переходах через реки и водные пространства с пролетами длиной более 500 м.

Опасность вибрации заключается в обрывах отдельных проволок на участках их выхода из зажимов. Эти обрывы происходят вследствие того, что переменные напряжения от периодических изгибов проволок в результате вибрации накладываются на основные растягивающие напряжения в подвешенном проводе. Если последние напряжения невелики, то суммарные напряжения не достигают предела, при котором происходит разрушение проволок от усталости.

Рисунок 2 — Волны вибрации на проводе в пролете

На основании наблюдений и исследований установлено, что опасность разрушения проводов зависит от так называемого средне-эксплуатационного напряжения (напряжения при среднегодовой температуре и отсутствии дополнительных нагрузок).

Рисунок 3 — Регистратор ALCOA «SCOLAR III»

Регистратор вибраций ALCOA «SCOLAR III», смонтированный на спиральном поддерживающем зажиме

Методы борьбы с вибрацией проводов

Согласно ПУЭ одиночные алюминиевые и сталеалюминиевые провода сечением до 95 мм² в пролетах длиной более 80 м, сечением 120 — 240 мм² в пролетах более 100 м, сечением 300 мм² и более в пролетах более 120 м, стальные провода и тросы всех сечений в пролетах более 120 м должны быть защищены от вибрации, если напряжение при среднегодовой температуре превышает: 3,5 даН/мм2 (кгс/мм2) в алюминиевых проводах, 4,0 даН/мм2 в сталеалюминиевых проводах, 18,0 даН/мм2 в стальных проводах и тросах.

В пролетах меньше указанных выше защита от вибрации не требуется. Защита от вибрации не нужна также на линиях с расщеплением фазы на два провода, если напряжение при среднегодовой температуре не превышает 4,0 даН/мм2 в алюминиевых и, 4,5 даН/мм2 в сталеалюминиевых проводах. Фаза с расщеплением на три и четыре провода, как правило, не требует защиты от вибрации. Участки любых линий, защищенные от поперечных ветров, не подлежат защите от вибрации. На больших переходах рек и водных пространств защита необходима независимо от напряжения в проводах.

Как правило, снижение напряжений в проводах линий до значений, при которых не требуется защиты от вибрации, экономически невыгодно. Поэтому на линиях напряжением 35 — 330 кВ обычно устанавливаются виброгасители, выполненные в виде двух грузов, подвешенных на стальном тросе.

Виброгасители поглощают энергию вибрирующих проводов и уменьшают амплитуду вибрации около зажимов. Виброгасители должны быть установлены на определенных расстояниях от зажимов, определяемых в зависимости от марки и напряжения провода.

На ряде линий для защиты от вибрации применяются армирующие прутки, выполненные из того же материала, что и провод, и наматываемые на провод в месте его закрепления в зажиме на длине 1,5 — 3,0 м. Диаметр прутков уменьшается в обе стороны от середины зажима. Армирующие прутки увеличивают жесткость провода и уменьшают вероятность его повреждения от вибрации. Однако наиболее эффективным средством борьбы с вибрацией являются виброгасители.

Рисунок 4 — Виброгасителъ на проводе

Для защиты от вибрации одиночных сталеалюминиевых проводов сечением 25−70 мм2 и алюминиевых сечением до 95 мм² рекомендуются гасители петлевого типа (демпфирующие петли), подвешиваемые под проводом (под поддерживающим зажимом) в виде петли длиной 1,0−1,35 м из провода того же сечения. В зарубежной практике петлевые гасители из одной или нескольких последовательных петель применяются также для защиты проводов больших сечений, в том числе и проводов на больших переходах.

Заключение

В данном курсовом проекте была спроектирована районная электрическая сеть. В ходе выполнения работы были проверены пять вариантов соединения, из которых впоследствии были исключены наиболее неэкономичные и ненадёжные схемы. На основании расчётов из оставшихся вариантов выбрана схема с наименьшими потерями электрической энергии в максимальных, минимальных и послеаварийных режимах работы. Также были выбраны сечения проводов, номинальное напряжение, типы и мощности компенсирующих устройств и трансформаторов.

Список использованных источников

1. Блок, В. М. Электрические сети и системы / В. М. Блок. — М. Высшая школа, 2010 г.

2. Веников, В. А. Электрические сети. Электрические системы / В. А. Веников, А. А. Глазунов, Л. А. Жуков, Л. А. Солдаткина. — М.: Высшая школа, 2007. — Т.2.

3. Справочник по проектированию электрических сетей и электрооборудования / под ред. Ю. Г. Барыбина — М.: Энергоатомиздат, 2007.

4. Производство и передача электроэнергии: метод. Указания к курсовому проектированию / сост. А. А. Елгин, О. В. Самолина. — Тольятти: ТГУ, 2009. — 40 с.

5. Правила устройства электроустановок

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой